什么是油气集输？

矿场油气集输站的所处位置一般是在油气井开采出来的油气在矿区内的集输站。在这个集输站，从各个油气井开采的油气会被收集、集中、处理和输送到下一步的处理或分销阶段。矿场油气集输站的位置一般是通过勘探和开发油气资源，经过一定的规划和设计确定的。它们通常处于石油、天然气、煤矿、岩浆等矿区内，靠近油气井和其他采油设备，以保证对油气的高效收集和处理。在某些地区，油气井开采的油气可以被集中到一个更大、更广泛的矿区内的主要油气集输中心进行收集和处理。

油气集输，作为油田生产油气整体过程中的一个环节，在整体操作过程中，有着极其重要的作用。油气集输：就是收集油井产出的原油和伴生气(天然气)进行油气分离、计量、初步处理与输送的全过程。

矿场油气集输通常被归类为工程学科，因为它涉及到液体和气体在地下和地上的输送和处理。因此，如果大学开设相关的选修课程，它们通常会被归为工程类课程，属于理科范畴。望采纳~谢谢！

这个设计的作用如下：1、实践能力培养：通过课程设计，学生可以亲自实践集输系统的设计和运行，提高实际操作能力和技术应用能力。2、综合知识应用：课程设计要求学生综合运用所学的油气集输相关知识，解决实际问题，培养学生的综合应用能力。3、问题解决能力培养：在课程设计中，学生需要面对各种实际问题，需要进行分析、判断和解决，培养学生的问题解决能力和创新能力。

原油集输包括油井、计量站、接转站、集中处理站。原油集输就是把油井生产的油气收集、输送和处理成合格原油的过程。一般油气集输系统包括：油井、计量站、接转站、集中处理站，这叫三级布站。油井、计量站、集中处理站是收集油气并对油气进行初步加工的主要场所，它们之间由油气收集和输送管线联接。原油集输从油井井口开始，将油井生产出来的原油和伴生的天然气产品，在油田上进行集中和必要的处理或初加工。使之成为合格的原油后，再送往长距离输油管线的首站外输，或者送往矿场油库经其它运输方式送到炼油厂或转运码头；合格的天然气集中到输气管线首站，再送往石油化工厂、液化气厂或其他用户。装卸原油管理：原油(含水原油)装罐前，原油罐车接好现场静电接地线，开启防爆鼓风机，加热炉停炉2小时以上，炉口封闭，关闭放空阀门，避免交叉作业，单井看守人员为原油拉运人员提供安全条件、可靠信息、风险交底，安装除静电装置。连续装卸原油罐车停车熄火10分钟以上，放置好消防器材，检查灌口密封胶圈，控制流速，装油高度必须符合规定要求，不得超装，高温季节要留有一定警戒液位，防止在运输过程中溢油。装油完毕后，撤除现场静电接地线，检查车辆尾部汽车静电带是否接地。

矿场油气集输是指把各分散油井所生产的石油及其产品集中起来，经过必要的初加工处理，使之成为合格的原油和天然气，然后分别送往长距离输油管线首站（或矿场原油库）或输气管线首站外输的全部工艺过程。集输工作过程示意图如图6-20所示。图6-20　集输工作过程示意图1　油气集输系统在油田，从井口到原油和天然气外输之间所有的油气生产过程均属油气集输范畴。油气集输工作的主要内容：（1）油气计量，包括单井产物油、气、水的计量以及油气在处理过程中、外输至用户前的计量。集油、集气，即将单井计量后的油气水混合物汇集达到处理站（联合站），或将含水原油、天然气分别汇集送至原油处理及天然气集气站场。（2）油气水分离，即将油气水混合物分离成液体和气体，将液体分离成含水原油及含油污水，必要时分离出固体杂质。（3）原油脱水，即将含水原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合标准。（4）原油稳定，即将原油中的C1～C4等轻组分脱出，使原油饱和蒸气压符合标准。（5）原油储存，即将合格原油储存在油罐中，维持原油生产与销售的平衡。（6）天然气脱水，即脱出天然气中的水分，保证其输送和冷却时的安全。（7）天然气轻烃回收，即根据需要脱出天然气中部分C2、C3、C4、C5组分，保证其在管线输送时不析出液烃。（8）液烃储存。将液化石油气（LPG）、天然气液（NGL）分别装在压力罐中，维持液烃生产与销售的平衡。（9）输油、输气。将原油、天然气、液化石油气和天然气经计量后外输，或在油田配送给用户。2　油气集输工程的规模油田的生产特点是油气产量随开发时间呈上升、平稳、下降几个阶段，原油含水率则逐年升高，反映到地面集输系统中不仅是数量（油、气、水产量）的变化，也会发生质（如原油物性）的变化，所以要考虑在一定时期内以地面生产设施少量的变动去适应油田开发不同阶段的要求。油田油气集输工程的适用期一般为5～10年，按油田开发区规定的逐年产油量、产气量、气油比、含水率的变化，按10年中最大处理量确定生产规模。1）油气集输流程油气集输流程是油气在油气田内部流向的总说明，它包括以油气井井口为起点到以矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的全部的工艺过程。油气集输流程是根据各油田的地质特点、采油工艺、原油和天然气物性、自然条件、建设条件等制定的。2）油气分离从井口出来的井液主要是水和烃类混合物。在油藏的高温、高压条件下天然气溶解在原油中，在井液从地下沿井筒向上流动和沿集输管道流动过程中，随着压力的降低，溶解在液相中的气体不断析出，形成了气液混合物，为了满足产品计量、处理、储存、运输和使用的需要必须将它们分开，这就是油气分离。三级油气分离流程见图6-21。图6-21　三级油气分离流程示意图1—来自井口的油气混合物；2—油气分离器；3—平衡气；4—原油；5—储罐；6—泵

一、矿场油气集输的任务及内容矿场油气集输是指把各分散油井所生产的油气集中起来，经过必要的初加工处理，使之成为合格的原油和天然气，分别送往长距离输油管线的首站（或矿场原油库）或输气管线首站外输的全部工艺过程。概括地说，矿场油气集输的工作范围是以油井井口为起点，矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的矿场业务；主要任务是尽可能多的生产出符合国家质量指标要求的原油和天然气，为国家提供能源保障；具体工作内容包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收、含油污水处理等工艺环节。二、矿场油气集输流程矿场油气集输流程是油气在油气田内部流向的总说明。它包括以油气井井口为起点到矿场原油库或输油、输气管线首站为终点的全部工艺过程。矿场油气集输流程可按多种方式划分。（一）按布站级数划分在油井的井口和集中处理站之间有不同的布站级数，据此可命名为一级布站流程、二级布站流程和三级布站流程。一级布站流程是指油井产物经单井管线直接混输至集中处理站进行分离、计量等处理。该流程适用于离集中处理站较近的油井。二级布站流程（见图7-2）是指油井产物先经单井管线混输至计量站，在计量站分井计量后，再分站（队）混输至集中处理站处理。该流程适用于油井相对集中、离集中处理站不太远、靠油井压力能将油井产物混输至集中处理站的油区，一般是按采油队布置计量站。图7-2　二级布站集输流程三级布站流程是指油井产物在计量站分井计量后，先分站（队）混输至接转站，在接转站进行气液分离，其中的液相经加压后输至集中处理站进行后续处理，气相由油井压力输至集中处理站或天然气处理厂进行处理。该流程适用于离集中处理站较远、靠油井压力不能将油井产物混输至集中处理站的油区。总体而言，二级布站流程是较合理的布站方式，其特点是密闭程度较高，油气损耗较少，能量利用合理，便于集中管理。但在实际应用中，要根据具体情况具体分析确定布站方式。（二）按加热降黏方式划分我国油田生产的原油多数是“三高（高含蜡、高凝点、高黏度）”原油，一般采用加热方式输送。按加热方式的不同可分为井口加热集输流程、伴热集输流程（蒸汽伴热或热水伴热）、掺合集输流程（掺蒸汽、掺热油、掺热水、掺活性水）和井口不加热集输流程等。1．井口加热集输流程井口加热集输流程如图7-3所示。油井产物经井口加热炉加热后，进计量站分离计量，再经计量站加热炉加热后，混输至接转站或集中处理站。这是目前我国油田应用较普遍的一种集输流程。图7-3　井口加热集输流程1—井口水套加热炉；2—计量分离器；3—计量站水套加热炉；4—计量仪表2．伴热集输流程伴热集输流程是用热介质对集输管线进行伴热的集输流程，按所用的伴热介质不同可分为蒸汽伴热集输流程和热水伴热集输流程。图7-4为蒸汽伴热集输流程，通过设在接转站内的蒸汽锅炉产生蒸汽，用一条蒸汽管线对井口与计量站间的混输管线进行伴热。图7-4　蒸汽伴热集输流程1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—锅炉；7—水池图7-5为热水伴热集输流程，通过设在接转站内的加热炉对循环水进行加热。去油井的热水管线单独保温，对井口装置进行伴热；回水管线与油井的出油管线一起对油管线进行伴热。这两种流程比较简单，适用于低压、低产、原油流动性差的油区的伴热集输，但需有蒸汽产生设备或循环水加热炉，一次性投资大，运行中热损失大，热效率较低。3．掺合集输流程掺合集输流程是将具有降黏作用的介质掺入井口出油管线中，以达到降低油品黏度、实现安全输送的目的。常用作降黏介质的有蒸汽、热稀油、热水和活性水等。图7-6为掺稀油集输流程。稀油经加压、加热后从井口掺入油井的出油管线中，使原油在集输过程中的黏度降低。该流程适用于地层渗透率低、产液量少、原油黏度高的油井，但设备较多，流程复杂，需要有适于掺合的稀油。图7-5　热水伴热集输流程1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—缓冲水罐；7—循环水泵；8—循环水加热炉图7-6　掺稀油集输流程1—来油计量阀组；2—加热炉；3—三相分离器；4—脱水泵；5—沉降罐；6—脱水加热炉；7—电脱水器；8—净化油罐；9—稀油分配计量阀组；10—稀油加热炉；11—外输泵；12—流量计；13—稀油缓冲罐；14—掺油泵；15—天然气去气体净化站；16—净化原油外输；17—稀油进站；18—含油污水去污水站图7-7为掺活性水集输流程。通过一条专用管线将热活性水从井口掺入油井的出油管线中，将原油变成水包油型的乳状液，使原来油与油、油与管壁间的摩擦变为水与水、水与管壁间的摩擦，以达到降低油品黏度的目的。该流程适用于高黏度原油的集输，但流程复杂，管线、设备易结垢，后端需要增加破乳、脱水等设施。4．井口不加热集输流程图7-8为井口不加热集输流程，是随着油田开采进入中、后期，油井产液中含水不断增加而采用的一种集输方法。由于油井产液中含水的增高，一方面使采出液的温度有所提高，另一方面使采出液可能形成水包油型乳状液，从而使得输送阻力大为减小，为井口不加热、油井产物在井口温度和压力下直接混输至计量站创造了条件。图7-7　掺活性水集输流程图7-8　井口不加热集输流程（三）按布管形式划分按通往井口管线的根数可分为单管集输流程、双管集输流程和三管集输流程等。此外，还有环形管网集输流程、枝状管网集输流程、放射状管网集输流程、米字形管网集输流程等。单管集输流程是指井口与计量站之间只有一条油井产物混输管线，如图7-3所示的加热集输流程。双管集输流程是指井口与计量站之间有两条管线，一条输送油井产物，另一条输送热介质，实现降黏输送，如图7-7所示的掺活性水集输流程。三管集输流程是指井口与计量站之间有三条管线，一条输送油井产物，另外两条实现热介质在计量站与井口之间的循环，如图7-5所示的热水伴热集输流程。环形管网集输流程如图7-9所示，是用一条通往接转站或集中处理站的环形管道将油区各油井串联起来，实现二级或一级布站。该流程多用于油田外围油区的集输。（四）按油气集输系统密闭程度划分按油气集输系统密闭程度可划分开式集输流程和密闭集输流程。开式集输流程是指油井产物从井口到外输之间的所有工艺环节当中，至少有一处是与大气相通的，如图7-10中的6、9、13等储油罐处。这种流程运行管理的自动化水平要求不高，参数容易调节，但油气的蒸发损耗大，能耗大。密闭集输流程是指油井产物从井口到外输之间的所有工艺环节都是密闭的，如图7-11所示。这种流程减少了油气的蒸发损耗，降低了能耗，但由于整个系统是密闭的，若局部出现参数波动，会影响到整个系统，要求运行管理的自动化水平较高。图7-9　单管环形管网集输流程图7-10　开式集输流程1—计量分离器；2—液体流量计；3—气体流量计；4、5—一级、二级油气分离器；6、9、13—储油罐；7、11—一级、二级脱水泵；8、15—脱水、外输加热炉；10—污水泵；12—电脱水器；14—外输油泵图7-11　密闭集输流程1—计量分离器；2—液体流量计；3—气体流量计；4、5—一级、二级油气分离器；6、10—压力缓冲罐；7—脱水泵；8、12—脱水、外输加热炉；9—电脱水器；11—外输油泵（五）海上油田集输流程目前通用的海上油气生产和集输系统流程主要有半海半陆式集输流程和全海式集输流程两种模式。半海半陆式油气集输流程适用于离岸近的中型油田和油气产量大的大型油田。它是由海上平台、海底管线和陆上终端构成等部分组成的，如图7-12所示。全海式集输流程是指油气的生产、集输、处理、储存均是在海上平台进行的，处理后的原油在海上直接装船外运。此流程适用于远离岸边的中小型海上油田。图7-12　半海半陆式油气集输流程三、油气初加工处理在石油的开采过程中，伴随着原油的采出，同时也采出一定量的伴生气、水、泥沙等。在实际生产过程中，需对油井采出液进行必要的初加工处理，从而得到合格的原油和天然气。（一）油气分离油气分离是油田油气处理的首要环节，它是借助于油气分离器来实现油、气、水、砂等的分离。油气分离器是油气田用得最多、最重要的设备之一，其类型很多。在生产实际过程中，应用较多的是卧式两相油气分离器和卧式油气水三相分离器等。1．卧式油气两相分离器卧式两相油气分离器的结构如图7-13所示，流体由油气混合物入口进入分离器，经入口分流器后，流体的流向和流速发生突变，使油气得到初步分离。在重力的作用下，分离后的液相进入集液部分，在集液部分停留足够的时间（我国规定：一般原油在分离器内的停留时间为3min，起泡原油为5～20min），使液相中的气泡上升到液面进入气相。集液部分的液相最后经原油出口流出分离器进入后续的处理环节。来自入口分流器的气体则分散在液面上方的重力沉降部分，使气体所携带的粒径较大的油滴（＞100μm）靠重力沉降到气—液界面。未沉降下来的油滴则随气体进入除雾器，在除雾器内聚结、合并成大油滴，靠重力沉降到集液部分，脱出油滴的气体经气体出口流出分离器。图7-13　卧式油气两相分离器1—油气混合物入口；2—入口分流器；3—重力沉降部分；4—除雾器；5—压力控制阀；6—气体出口；7—出油阀；8—原油出口；9—集液部分2．卧式油气水三相分离器两相油气分离器只是简单地将油井产物分成气液两相。实际上，油井产物是油、气、水等的混合物，在油气分离的同时，也要实现水的分离。图7-14　卧式油气水三相分离器1—油气混合物入口；2—入口分流器；3—重力沉降部分；4—除雾器；5—压力控制阀；6—气体出口；7—挡油板；8—出油口；9—出水口；10—挡水板；11—油池；12—水室卧式三相油气水分离器可以实现油气水的分离，其结构如图7-14所示，流体由油气混合物入口进入分离器，入口分流器把油气水混合物大致分成气、液两相。液相由导管引至油水界面以下进入集液部分，在集液部分油水实现分离，上层的原油及其乳状液从挡油板上层溢出进入油池，经出油口流出分离器。水经挡水板进入水室，通过出水口流出分离器。气体水平通过重力沉降部分，经除雾器后由气出口流出。（二）原油脱水石油的开采，伴随着产生大量的水。原油中的含水大都以游离水和乳化水两种形态存在，它们给油气集输、储运乃至石油加工带来了许多危害，因此，必须对原油进行脱水。乳化水是水与原油形成的乳状液，其物理性质发生了很大的变化，因而是脱水的主要对象。乳化水通常有两种类型，一种是油包水型（W/O）乳化水，其水为分散相、油为连续相；另一种是水包油型（O/W）乳化水，其油为分散相、水为连续相。原油脱水的方法很多，主要有热沉降脱水、化学脱水、离心法脱水、粗粒化脱水、电脱水等。实际脱水过程中，最常用的是热化学破乳脱水法和电脱水法。1．热化学破乳脱水热化学破乳脱水就是将含水原油加热到一定的温度，并向原油中加入少量的化学破乳剂，从而破坏油水乳状液的稳定性，促使水滴碰撞、聚结、沉降，以达到油水分离的目的。2．电脱水原油电脱水方法适合于处理含水量在30%左右的油包水型原油乳状液。它是将原油乳状液置于高压直流或交流电场中，在电场力的作用下，促使水滴合并、聚结，形成较大粒径的水滴，实现油水的分离。原油电脱水过程中，水滴在电场中是以电泳聚结、偶极聚结、振荡聚结三种方式进行聚结合并的。其中，在交流电场中，水滴以偶极聚结、振荡聚结方式为主；在直流电场中，水滴以电泳聚结方式为主，偶极聚结方式为辅。（三）原油稳定及轻烃回收1．原油稳定原油是多组分的碳氢化合物的混合物。在原油集输过程中，由于操作条件的变化，会使原油中的部分轻组分挥发，造成原油蒸发损耗。为了降低原油的蒸发损耗，充分利用油气资源，保护环境，提高原油储运过程中的安全性，须采用一系列工艺措施，将原油中挥发性强的轻组分（主要是C1～C4）脱出，降低原油的挥发性和饱和蒸气压，使原油保持稳定，这一工艺过程称为原油稳定。原油稳定的方法很多，主要有闪蒸稳定法、分馏稳定法、大罐抽气法等。闪蒸稳定法是将未稳定的原油加热到一定温度，然后减压闪蒸分离得到相应的气相和液相产物。这是目前应用较广的方法。闪蒸稳定法的原理流程如图7-15所示。图7-15　闪蒸稳定法的原理流程图1—换热器；2—加热炉；3—闪蒸塔；4—压缩机；5—冷凝器；6—分离器；7—泵分馏稳定法是根据原油中各组分挥发度不同的特点，利用精馏的原理将原油中的C1～C4组分脱出，达到稳定的目的。分馏稳定法的典型流程如图7-16所示。分馏稳定法的主要设备是稳定塔，稳定塔是一个完全的精馏塔，塔的上部为精馏段，下部为提馏段，塔顶有回流系统，塔底有重沸系统。这种方法设备多，流程较复杂，但稳定原油的质量好。图7-16　分馏稳定法的典型流程图1—换热器；2—稳定塔；3—冷凝器；4—分离器；5—回流罐；6—泵；7—重沸器大罐抽气法是利用原油处理站内的沉降脱水油罐，在罐顶安装抽气管线，利用压缩机自罐中抽出油蒸气，经增压、冷却、计量后输送至轻烃回收装置进行回收。2．轻烃回收轻烃是指天然气中所含的C3以上的烃类混合物，它们在天然气中以气态的形式存在，通过不同的工艺方法将它们以液态的形式回收称为轻烃回收。轻烃回收的方法较多，常用的有固体吸附法、液体吸收法及低温分离法等。固体吸附法是利用固体吸附剂（如活性炭、活性氧化铝等）对各种烃类的吸附能力不同，而使天然气中的各组分得以分离的方法。液体吸收法是利用天然气中各组分在液体吸收油（如石脑油、煤油等）中的溶解度不同，而使天然气中的各组分得以分离的方法。这两种方法是早期轻烃回收较常用的方法，由于投资高、能耗大、收率低，现已逐步为低温分离法所替代。低温分离法是利用天然气各组分冷凝温度不同的特点，在降温过程中使各组分得以分离的方法。这种方法的特点是使气体获得低温。通常低温获得的方法主要有制冷剂制冷、膨胀机膨胀制冷及两者混合使用的制冷方法等。（四）油田气的净化油田气含有多种杂质，如砂粒、岩屑等固体杂质，水、凝析油等液体杂质，水蒸气、硫化氢、二氧化碳等气体杂质。固体杂质的存在，会导致管道、设备、仪表等的磨损，严重时会堵塞管道，降低输送量，影响生产安全；水蒸气的存在，不仅降低了管线的输送能力和气体热值，而且当输送压力和环境条件变化时，还可能使水蒸气从天然气流中析出，形成液态水、冰或天然气的固体水合物，从而增加管路压降，严重时堵塞管道；酸性气体H2S或CO2的存在，会加剧管线、设备的腐蚀，影响化工产品的质量。由此可见，气体净化是油田气长距离输送或进行轻烃回收前必不可少的环节。气体净化主要采用以下几种方法：1．吸附法吸附法是利用油田气中的不同组分在固体吸附剂表面上积聚特性不同的原理，使某些组分吸附在固体吸附剂表面，进行脱除的方法。2．吸收法吸收法是用适当的液体吸附剂处理气体混合物以除去其中的一种或多种组分的方法。如用液态烃吸收气态烃，用水吸收CO2，用甘醇脱水或用多乙二醇甲醚脱硫，用碱液吸收CO2等。在操作过程中，对吸收后的溶液可进行再生，使溶剂得到循环使用。3．冷分离法由于多组分混合气体中各组分的冷凝温度不同，在冷凝过程中高沸点组分先凝结出来，这样就可以使组分得到一定程度的分离。冷却温度越低，分离程度越高。例如低温分离法脱水、膨胀机制冷脱水等都是冷分离方法。这一方法流程简单，成本低廉，特别适用于高压气体。4．直接转化法直接转化法是通过适当的化学反应，使杂质转化成无害的化合物留在气体内，或者转化成比原杂质易于除去的化合物，达到净化目的。四、油气计量油气计量是指对石油和天然气流量的测定。在油气田生产过程中，从井口到外输间主要分为油气井产量计量、外输流量计量和交接数量计量三种。（一）油气井产量计量油气井产量计量是指对生产井所生产的油量和气量的测定。目的是了解油气井生产状态，为油气井管理、油气层动态分析提供资料数据。对于产量高的油气井，通常是每口井单独设置一套计量装置，称为单井计量。对于产量低的油气井，通常是8～12口油井共用一套计量装置，并对每口油井生产的油、气、水进行计量，油井日产量要定期、定时轮换进行计量。这种计量方式称为多井计量。油气井产量计量方法有两种：分离计量法和多相流量计量法。分离计量法是利用油气分离器先将油井产物分离成气相和液相，或者气、油和水相，然后分别计量各相的流量。由于计量精度受到分离质量的影响，且油气难以完全分离，因此，该法计量精度差，而且附属设备多，占地面积大。多相流量计量法是自动分析检测油井产物的组成和流量，进而测定油井的产油量、产气量和产液量。它是将分离、计量合成一体完成，具有体积小、精度高、操作方便等特点，是计量发展的方向。（二）外输流量计量外输流量计量是对石油和天然气输送流量的测定。它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油一般采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，再乘以密度，减去含水量，求出质量流量。综合计量误差一般要求在±0.35%以内。这就要求原油流量仪表要有较高的精度，同时也应定期进行标定。（三）交接数量计量交接数量计量是指油田内部各采油单元之间进行的油品输送流量的计量。它是衡量各采油单元完成生产指标情况，进而进行经济核算的依据。从计量方法上看，交接数量计量与外输流量计量基本相似，但由于这种计量是发生在油田内部各采油单元之间的，因此其计量精度不如外输流量计量要求高。五、含油污水处理目前，我国多数油田已进入开发晚期，大多采用注水方式开发，从而导致油井采出液含水量升高（有些油田的综合含水率已达90%）。在初加工处理过程中，油井采出液将脱出大量的含油污水，如果含油污水处理不合理就进行回注和排放，不仅会使油田地面设施不能正常运作，而且会因地层堵塞带来危害，影响油田安全生产，同时也会造成环境污染，因此必须合理地处理、利用含油污水。（一）含油污水的特点1．污水含油污水含油量一般为1000 mg/L左右，少部分油田污水含油量高达3000～5000 mg/L，而且同一污水站瞬时污水的含油量也具有一定的波动性。一般来讲，污水中的油是以浮油（油珠直径大于100μm）、分散油（油珠直径10～100μm）、乳化油（油珠直径0.1～10μm）和溶解油（油珠直径小于0.1μm）四种形态分布于水中的。2．污水含盐含油污水中含有多种离子，主要包括Ca2+、Mg2+、K+、Na+、Fe2+等阳离子和Cl-、HCO3-、CO23-、SO24-等阴离子。这些离子之间相互结合，生成各种盐类。在一定的条件下，CaCO3、CaSO4、MgCO3等溶解度较小的盐类易形成沉淀。它们如悬浮在水中，会使水浑浊；如沉积在管壁上，会引起结垢。3．污水含气污水中溶解有O2、H2S、CO2等多种有害气体。其中，O2是很强的去极化剂，能使阳极的铁原子失去电子，生成Fe2+或Fe3+，进一步生成Fe（OH）3沉淀。同样，CO2、H2S等酸性气体也能与铁原子结合生成FeCO3垢或FeS沉淀。它们都会大大加剧金属设备和管线的腐蚀、结垢。4．污水含悬浮固体污水中的悬浮固体是指污水中所含的固体悬浮物，其颗粒直径范围在1～100μm之间，主要包括泥沙、各种腐蚀产物及垢、细菌、胶质、沥青质等。这些悬浮固体悬浮在水中，会使水浑浊；附着在管壁上，会形成沉淀，引起管壁腐蚀；回注于储油层，会使孔隙堵塞，影响油井产量。综上所述，污水中的成分复杂，其显著特点是腐蚀性强、结垢快。生产中，应重点针对这类问题加以分析，采取有效措施加以处理。（二）含油污水处理流程含油污水处理工艺流程因污水水质、净化处理要求不同而异。按照处理工艺过程，大致可将其划分为自然除油—混凝沉降—压力过滤流程、压力式聚结沉降分离—过滤流程、浮选式流程及开式生化处理流程等。1．自然除油—混凝沉降—压力过滤流程自然除油—混凝沉降—压力过滤流程如图7-17所示。从脱水转油站送来的含油污水经自然除油初步沉降后，投加混凝剂进入混凝沉降罐进行混凝沉降。然后进入缓冲罐，经提升泵加压后进入压力滤罐进行压力过滤。滤后水再加杀菌剂，得到合格的净化水，外输用于回注；自然除油罐和混凝沉降罐回收的原油进入污油罐，经油泵加压输送至油站；对压力滤罐进行反冲洗时，反洗水泵从反洗水罐提水，反冲洗排水进入回收水罐，经回收水泵均匀地加入自然除油罐中再进行处理。该流程处理效果良好，对污水含油量、水量变化波动适应性强，但当处理规模较大时，压力滤罐数量较多、操作量大，处理工艺自动化程度稍低。图7-17　自然除油—混凝沉降—压力过滤流程2．压力式聚结沉降分离—过滤流程压力式聚结沉降分离—过滤流程如图7-18所示。它加强了流程前段除油和后段过滤净化。脱水站送来的污水，若压力较高，可进旋流除油器；若压力适中，可进接收罐除油。为了提高沉降净化效果，在压力沉降之前增加一级聚结（亦称粗粒化）除油，使油珠粒径变大，易于沉降分离。抑或采用旋流除油后直接进入压力沉降。根据对净化水质的要求也可设置一级过滤和二级过滤净化。图7-18　压力式聚结沉降分离—过滤流程压力式聚结沉降分离—过滤流程处理净化效率较高，效果良好，污水在处理流程内停留时间较短，系统机械化、自动化水平稍高，但适应水质、水量波动能力稍低。3．浮选式流程浮选式流程如图7-19所示。该流程首端大都采用溶气气浮，再用诱导气浮或射流气浮取代混凝沉降设施，后端根据净化水回注要求，可设一级过滤和精细过滤装置。图7-19　浮选式流程浮选式流程处理效率高，系统自动化程度高，现场预制工作量小，广泛应用于海上采油平台污水系统；在陆上油田，广泛用于稠油污水处理。但该流程动力消耗大，维护工作量稍大。4．开式生化处理流程开式生化处理流程如图7-20所示。它是针对部分油田污水采出量较大、不能完全回注、需要部分处理达标排放的实际设计的。含油污水经过平流隔油池除油沉降，再经过溶气浮选池净化，然后进入一级、二级生物降解池和沉降池，最后经提升泵提升至滤池进行砂滤或吸附过滤达标外排。图7-20　开式生化处理流程图总之，上述几种流程是目前含油污水处理较常用的流程。当然，由于各油田污水的具体情况不同，上述流程也并非是绝对的，实际应用中，应根据具体的情况选择合适的流程。

当说到工厂时，人们头脑里的第一反应就会想到长长的围墙、气派的大门、错落有致的车间以及来往如梭的车辆进出。那么油田是什么样子呢？其实油田也是一个工厂，但它是一个既没有围墙也没有大门的硕大无比的大工厂。如我国的大庆油田南北长138千米，东西宽73千米，拥有油水井几万口，将整个大庆市围在中央。不难想像，将这么大的区域围起来是完全不可能的。但是，油田既然是一个工厂，它就应具备一般工厂的一切功能，有自己的原料基地和自己的加工车间。油田的原料基地就是油藏，通过勘探找到油气藏，再通过打井把地下含有水和其他杂质的石油和天然气开采出来，这就相当于工厂的原料采购过程。油气联合处理站石油和天然气采到了地面后，还要把各个单井产出物收集汇合，再经过复杂的处理变成合格的商品油和商品气输送给用户。这个把单井产出物收集汇合、处理并输送给用户的过程就是产出物的加工过程，完成这个加工过程的单元就是加工车间。这一过程在石油业内又称其为油气集输工程。那么油气集输工程的“车间、厂房”是什么样子的呢？石油和天然气储存在地下，通过勘探一旦发现某些地下有油，则在这些地下相对应的地面上纵横每300米左右打一口井，这样油井在地面上的位置分布就相当分散。为把众多分散的油井产出物收集起来，需要就近建“收集车间”—计量站。计量站是油田最基层的生产车间，它负责把8～15口油井的产出物通过管线输到计量站，分别计量后再汇合到一条口径较大的管线里输往联合站。如果计量站距联合站较远，油井产出物本身能量不能满足计量站输送需要，就必须给其增加能量，这时就需要在计量站和联合站之间增设一个能量增补站—接转站。由下图能清楚地看出油井产出物集输过程：油气集输的过程就像一条条小溪汇集成一条河的支流，再汇集成大江大河，计量站就像小溪一样，流量小但数量多、分布广；而接转站则像一条河的支流，具有了相当的流量；联合站就像大江大河一样，汇集了全部的油井产出液，这就完成了油气集输工程的第一个过程—汇集过程。集输工艺流程示意图油井产出物经过地面集输流程最终到了联合站，此时，汇集到联合站的油井产出物还含有水、砂、泥、有害气体等其他成分。必须经过一系列的物理化学处理过程，将油井产出物分离、净化成合格的气、油、水。联合站是油气加工的最后一站，相当于工厂的成品车间。其主要功能包括油气处理、污水处理、供注水、原油储存外输、原油稳定及轻烃回收等。在联合站首先分离天然气。此时，分离出的气含有多种成分，不能直接使用，需要专门的天然气处理站对其进行脱水、脱除有害气体和较重的烃类。处理后的产品主要是甲烷—也就是我们所说的天然气，可直接用作燃料或化工原料。脱出的较重的烃类为轻质油、液化气，可供化工厂制造化工产品，或作为能源供用户使用。联合站的第二道工序是分离水，此时，分离出的水含有多种成分，如油、砂、悬浮物等，需要进一步处理。处理后的污水目前主要用来回注到油藏，以保持地层的能量平衡。多余的污水经外排处理工艺，达到国家规定的环保标准后排放，不能污染环境。经脱气脱水后的原油一般含水小于0.5%，为商品油。但是为了减少储油罐的呼吸损耗，有的还需要进行稳定，脱出易挥发的组分，稳定后的原油饱和蒸气压要小于当地大气压的0.7倍。进入商品油库，将输往炼厂进一步加工，炼制成各种成品油，如汽油、柴油等。分离出的固体经过脱水、脱油处理后达到环保要求，再填埋或进行其他处理。油井产出物经过计量站、接转站、联合站的集输、处理，加工成合格的原油、天然气、液化气等产品，销往各地。由此可见油田本身是一个从原材料采掘到产成品加工的特大型工厂，而油田集输系统就是一个没有围墙的大加工车间。

为了满足油气开采和储运的要求，将分散的油井产物，分别测得各单井的原油、天然气和采出水的产量值后，汇集、处理成出矿原油、天然气，液化石油气及天然汽油，经储存、计量后输送给各用户的油田生产过程称为油气集输过程。对于海洋石油开采过程中的油气集输过程，主要是在海上平台将海底开采出来的原油和天然气，经过采集、油气水初步分离与加工处理、短期储存、装船运输或经海底管道外输的过程。

海上油气集输系统是指把海上油井生产出来的原油、伴生气进行集中、计量、处理、初加工，最后将合格的油、气外输给用户的整个生产流程，以及为上述生产流程提供的生产设备、工程设施的总称。海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。（一）全陆式集输系统 海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井曰保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统叫全陆式集输系统。 该系统的海上工程设施一般为： ①井口保护架（平台）通过海底出油管上岸，见图3-1； ②井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连； ③人工岛通过路堤与陆地相连，见图3-2。 全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。（三）全海式集输系统 随着世界主业的迅猛发展，对石油的需求量在不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。

从字面理解油气集输就是油气收集输送也就是油气田开采出来，收集和输送，在石油化工行业中工艺流程相对较为简单。站场工业管道安装，主要用于上述油气的加工处理，如石化生产装置中的工业管道安装，工艺流程较为复杂。大致理解就是这样的。

转油站是把数座计量(接转)站来油集中在一起，进行油气分离、油气计量、加热沉降和油气转输等作业的中型油站，又叫集油站。有的转油站还包括原油脱水作业，这种站叫脱水转油站。联合站它是油气集中处理联合作业站的简称。主要包括油气集中处理(原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等)、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。水套加热炉水套加热炉主要由水套、火筒、火嘴、沸腾管和走油盘管五部分组成，用在油井井场给油井产出的油气加温降粘。采用走油盘管浸没在水套中的间接加热方法是为了防止原油结焦。原油损耗原油从油井产出时是油气混合状态。在其集输、分离、计量、脱水、储存等过程中，由于污水排放和伴生天然气的携带，油罐在进出油和温度变化时的大小呼吸蒸发，以及工艺设备的跑、冒、滴、漏等，造成原油的损失称原油损耗。一般原油损耗约占原油总产量的2%左右。油气密闭集输在油气集输过程中，原油所经过的整个系统(从井口经管线到油罐等)都是密闭的，即不与大气接触。这种集输工艺称为油气密闭集输。

石油和天然气的储存和运输简称油气储运。主要指合格的原油、天然气及其它产品，从油气田的油库、转运码头或外输首站，通过长距离油气输送管线、油罐列车或油轮等输送到炼油厂、石油化工厂等用户的过程。管道输油的特点管道输油的特点是：运输量大；能耗小、运费低；便于管理，易实现全面自动化，劳动生产率高；管线大部埋于地下，受地形地物限制小，能缩短运输距离；安全密闭，基本上不受恶劣气候的影响，能长期稳定、安全运行；但运输方式不灵活，钢材耗量大，辅助设备多，适于定点、量大的单向输送。我国管道建设的几个阶段我国管道建设大致可分为三个阶段：(1)1958～1969年是我国管道建设的初始阶段，这时期由于产油量少，对建设长距离、大口径管道缺乏技术能力及建设经验，所以不论从管道建设的数量上和输油技术方面，都还处在一个落后的阶段。(2)1970～1980年是我国管道建设的高峰阶段，也是大量采用国内先进设备的阶段，在管道建设高速度发展的同时，管道的钢材质量、输油工艺、输油设备及输油通信手段等方面也在高速发展。(3)1981年以后，是我国管道建设大力引进国外先进技术和提高效益的发展阶段。这时期管道建设大量引进国外先进设备和先进技术，注重提高管道输送的经济效益，并进行大规模科研和现场实验，取得较多的科技成果，使管道输油效率大幅度提高。

11.海洋油气集输系统有哪几种类型及各种类型的特点？全陆式集输系统定义：把开采出来的油气全部送往岸上处理、储运并外运的系统统称。特点：海上工程量小，便于生产管理，生产操纵费用相对较低，经济效益好，且受气候影响小。适用于：浅水、离岸近、油层压力高的油气田。半海半陆式集输系统定义：在海上进行油气初处理，把主要的油气深加工的集输设备及储存、外输工作放在陆地上的油气集输系统称。适用：离岸不远、油气田产量高、海底适合铺设输油管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头的油气田，尤其适用于气田的集输。全海式集输系统定义：海上油气生产处理设备系统，以及为其提供集中、计量、处理的生产场地、支撑生产设备的结构物全部建在海上。特点：简化原油和燃气的运输环节，可使油气田的开发向自然条件恶劣的深海和储量大油气田发展。适用于各个时期各种油气田的开发。

抽油机，电潜泵，输油管道，原油计量器，加热炉，缓冲罐，事故罐，输油泵，分离器，原油脱水器等

油气集输归属石油天然气行业，就管道防腐多遵循SY字母的技术标准和GB字母的技术标准。根据管道介质选用内壁防腐，另根据不同环境条件对管道外壁防腐。其中SY/ T0442 和SY/T 0457标准规定了内壁防腐材料技术要求； SY/T 0414、SY/T 0315、SY/T 0420、SY/T 6854 和SY/T 7036 及GB/T 23257规定了油气集输管道的外壁防腐层材料和技术要求。

油气集输——主要是石油、天然气单井集输管道、站间管道、外输管道等。油气储运——主要是油气田的处理站场。其实，学校专业划分一般来说是油气集输及储运，在就业单位也是集输和储运没有明显划分的，搞集输也搞储运。

通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气体态轻烃组分脱离出去的工艺过程叫原油脱气。合格原油主要标准：国家规定在净化后的原油中含水不能超过0.5%，每吨原油含气不超过1立方米。 地层中石油到达油气井口并继而沿出油管或采气管流动时，随压力和温度条件的变化，常形成气液两相。为满足油气井产品计量、矿厂加工、储存和输送需要，必须将已形成的气液两相分开，用不同的管线输送，这称为物理或机械分离。 油气分离器：油气分离器是把油井生产出的原油和伴生天然气分离开来的一种装置。有时候分离器也作为油气水以及泥沙等多相的分离、缓冲、计量之用。从外形分大体有三种形式，立式、卧式、球形。 使净化原油内溶解的天然气组分气化，与原油分离，较彻底地脱出原油中蒸气压高的溶解天然气组分，降低常温常压下原油蒸气压的过程称为原油稳定。原油稳定通常是原油矿厂加工的最后工序，经稳定后的原油成为合格的商品原油。 我国原油稳定的重点是从原油中分出C1~C4，稳定后最高储存温度下规定的原油蒸气压“不宜大于当地大气压的0.7倍” ，约为0.071MPa。文献 对管输原油的典型要求是：酸性原油的雷特蒸气压<0.0552~0.0690MPa，非酸性原油<0.0627MPa。

脱除原油中溶解的甲烷、乙烷、丙烷等烃类气体组分,防止它们在挥发时带走大量液烃,从而降低原油在贮运过程中的蒸发损耗。稳定后的原油饱和蒸气压不超过最高贮存温度下当地的大气压。在稳定过程中，还可获得液化气和天然汽油。原油稳定可采用负压脱气、加热闪蒸和分馏等方法。以负压脱气法为例，稳定工艺过程是：脱水后的原油进入稳定塔，用真空压缩机将原油中的气体抽出，送往油田气处理装置。经过稳定的原油从塔底流出，进入贮油罐。原油稳定与油气组分含量、原油物理性质、稳定深度要求等因素有关，由各油田根据具体情况选择合适的方法。

计量站或者接转站间有三条管线，回流，热水和回水。回流管线与油井出油管线用保温层包扎在一起，通过热交换加热油井井流，达到安全集油的目的。优点通过管道换热，间接地为出油管线提供热能，安全性较好。热水不掺入出油管线内，油井计量较准确。缺点投资大，钢材消耗多，热效率低。适用于掺热水（油）可能影响油品性质，原油脱水困难，油井计量要求比较准确，出油管线需加热的油田。满意请采纳谢谢

石油可以提炼成汽油、煤油、柴油、沥青、润滑油、石蜡等用于国家的经济生产中和居民的日常生活中。x0dx0ax0dx0a石油又称原油，是从地下深处开采的棕黑色可燃粘稠液体。主要是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。它是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成的混合物，与煤一样属于化石燃料。x0dx0ax0dx0a石油的起源x0dx0a最早提出“石油”一词的是公元977年中国北宋编著的《太平广记》。正式命名为“石油”是根据中国北宋杰出的科学家沈括（1031一1095）在所著《梦溪笔谈》中根据这种油“生于水际砂石，与泉水相杂，惘惘而出”而命名的。在“石油”一词出现之前，国外称石油为“魔鬼的汗珠”、“发光的水”等，中国称“石脂水”、“猛火油”、“石漆”等。x0dx0ax0dx0a我们平时的日常生活中到处都可以见到石油或其附属品的身影，不知你注意了吗？比如汽油、柴油、煤油、润滑油、沥青、塑料、纤维等还有很多！这些都是从石油中提炼出来的；而我们日常所用的天然气（液化气）是从专门的气田中产出的！通过输气管道和气站再到各家各户。x0dx0ax0dx0a目前就石油的成因有两种说法：①无机论 即石油是在基性岩浆中形成的；②有机论 既各种有机物如动物、植物、特别是低等的动植物像藻类、细菌、蚌壳、鱼类等死后埋藏在不断下沉缺氧的海湾、_湖、三角洲、湖泊等地经过许多物理化学作用，最后逐渐形成为石油。x0dx0ax0dx0a形貌与成分x0dx0a原油的颜色非常丰富红、金黄、墨绿、黑、褐红、甚至透明；原油的颜色是它本身所含胶质、沥青质的含量，含的越高颜色越深。原油的颜色越浅其油质越好！透明的原油可直接加在汽车油箱中代替汽油！原油的成分主要有：油质（这是其主要成分）、胶质（一种粘性的半固体物质）、沥青质（暗褐色或黑色脆性固体物质）、碳质（一种非碳氢化合物）。x0dx0ax0dx0a石油由碳氢化合物为主混合而成的，具有特殊气味的、有色的可燃性油质液体！天然气是以气态的碳氢化合物为主的各种气体组成的，具有特殊气味的、无色的易燃性混合气体。x0dx0ax0dx0a在整个的石油系统中分工也是比较细的：x0dx0a物探： 专门负责利用各种物探设备并结合地质资料在可能含油气的区域内确定油气层的位置；x0dx0a钻井： 利用钻井的机械设备在含油气的区域钻探出一口石油井并录取该地区的地质资料；x0dx0a井下作业： 利用井下作业设备在地面向井内下入各种井下工具或生产管柱以录取该井的各项生产资料，或使该井正常产出原油或天然气并负责日后石油井的维护作业；x0dx0a采油： 在石油井的正常生产过程中录取石油井的各项生产资料并对石油井的生产设备进行日常维护；x0dx0a集输： 负责原油的对外输送工作；炼油 将输送到炼油厂的原油按要求炼制出不同的石油产品如汽油、柴油、煤油等！x0dx0ax0dx0a石油的性质因产地而异，密度为0.8 ~ 1.0 克/厘米3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（30 ~ -60°C），沸点范围为常温到500°C以上，可容于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。 组成石油的化学元素主要是碳 （83% ~ 87%）、氢（11% ~ 14%），其余为硫（0.06% ~ 0.8%）、氮（0.02% ~ 1.7%）、氧（0.08% ~ 1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。由碳和氢化合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95% ~ 99%，含硫、 氧、氮的化合物对石油产品有害， 在石油加工中应尽量除去。不同产地的石油中，各种烃类的结构和所占比例相差很大， 但主要属于烷烃、环烷烃、芳香烃三类。 通常以烷烃为主的石油称为石蜡基石油；以环烷烃、芳香烃为主的称环烃基石油；介于二者之间的称中间基石油。我国主要原油的特点是含蜡较多，凝固点高，硫含量低， 镍、氮含量中等，钒含量极少。除个别油田外，原油中汽油馏分较少，渣油占1/3。组成不同类的石油，加工方法有差别，产品的性能也不同，应当物尽其用。大庆原油的主要特点是含蜡量高，凝点高，硫含量低，属低硫石蜡基原油。x0dx0ax0dx0a从寻找石油到利用石油，大致要经过四个主要环节，即寻找、开采、输送和加工，这四个环节一般又分别称为“石油勘探”、“油田开发”、“油气集输”和“石油炼制”。下面就这四个环节来追溯一下石油工业的发展历史。x0dx0ax0dx0a“石油勘探”有许多方法，但地下是否有油，最终要靠钻井来证实。一个国家在钻井技术上的进步程度，往往反映了这个国家石油工业的发展状况，因此，有的国家竞相宣布本国钻了世界上第一口油井，以表示他们在石油工业发展上迈出了最早的一步。x0dx0ax0dx0a“油田开发”指的是用钻井的办法证实了油气的分布范围，并且有井可以投入生产而形成一定生产规模。从这个意义上说，1821年四川富顺县自流井气田的开发是世界上最早的天然气田。x0dx0ax0dx0a“油气集输”技术也随着油气的开发应运而生，公元1875年左右，自流井气田采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成我们现在称呼的“输气管道”，总长二、三百里，在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气达到年产7000多万立方米。x0dx0ax0dx0a至于“石油炼制”，起始的年代还要更早一些，北魏时所著的《水经注》，成书年代大约是公元512~518年，书中介绍了从石油中提炼润滑油的情况。英国科学家约瑟在有关论文中指出：“在公元十世纪，中国就已经有石油而且大量使用。由此可见，在这以前中国人就对石油进行蒸馏加工了”。说明早在公元六世纪我国就萌发了石油炼制工艺。 x0dx0ax0dx0a石油是一种液态的，以碳氢化合物为主要成分的矿产品。原油是从地下采出的石油，或称天然石油。人造石油是从煤或油页岩中提炼出的液态碳氢化合物。组成原油的主要元素是碳、氢、硫、氮、氧。x0dx0ax0dx0a具有不同结构的碳氢化合物的混和物为主要成份的一种褐色、暗绿色或黑色液体。

石油由碳氢化合物为主混合而成的，具有特殊气味的、有色的可燃性油质液体！天然气是以气态的碳氢化合物为主的各种气体组成的，具有特殊气味的、无色的易燃性混合气体。 在整个的石油系统中分工也是比较细的：物探 专门负责利用各种物探设备并结合地质资料在可能含油气的区域内确定油气层的位置；钻井 利用钻井的机械设备在含油气的区域钻探出一口石油井并录取该地区的地质资料；井下作业 利用井下作业设备在地面向井内下入各种井下工具或生产管柱以录取该井的各项生产资料，或使该井正常产出原油或天然气并负责日后石油井的维护作业；采油 在石油井的正常生产过程中录取石油井的各项生产资料并对石油井的生产设备进行日常维护；集输 负责原油的对外输送工作；炼油 将输送到炼油厂的原油按要求炼制出不同的石油产品如汽油、柴油、煤油等！ 石油的性质因产地而异，密度为0.8 ~ 1.0 克/厘米3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（30 ~ -60°C），沸点范围为常温到500°C以上，可容于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。 组成石油的化学元素主要是碳 （83% ~ 87%）、氢（11% ~ 14%），其余为硫（0.06% ~ 0.8%）、氮（0.02% ~ 1.7%）、氧（0.08% ~ 1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。由碳和氢化合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95% ~ 99%，含硫、 氧、氮的化合物对石油产品有害， 在石油加工中应尽量除去。不同产地的石油中，各种烃类的结构和所占比例相差很大， 但主要属于烷烃、环烷烃、芳香烃三类。 通常以烷烃为主的石油称为石蜡基石油；以环烷烃、芳香烃为主的称环烃基石油；介于二者之间的称中间基石油。我国主要原油的特点是含蜡较多，凝固点高，硫含量低， 镍、氮含量中等，钒含量极少。除个别油田外，原油中汽油馏分较少，渣油占1/3。组成不同类的石油，加工方法有差别，产品的性能也不同，应当物尽其用。大庆原油的主要特点是含蜡量高，凝点高，硫含量低，属低硫石蜡基原油。 从寻找石油到利用石油，大致要经过四个主要环节，即寻找、开采、输送和加工，这四个环节一般又分别称为“石油勘探”、“油田开发”、“油气集输”和“石油炼制”。下面就这四个环节来追溯一下石油工业的发展历史。 “石油勘探”有许多方法，但地下是否有油，最终要靠钻井来证实。一个国家在钻井技术上的进步程度，往往反映了这个国家石油工业的发展状况，因此，有的国家竞相宣布本国钻了世界上第一口油井，以表示他们在石油工业发展上迈出了最早的一步。 “油田开发”指的是用钻井的办法证实了油气的分布范围，并且有井可以投入生产而形成一定生产规模。从这个意义上说，1821年四川富顺县自流井气田的开发是世界上最早的天然气田。 “油气集输”技术也随着油气的开发应运而生，公元1875年左右，自流井气田采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成我们现在称呼的“输气管道”，总长二、三百里，在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气达到年产7000多万立方米。 至于“石油炼制”，起始的年代还要更早一些，北魏时所著的《水经注》，成书年代大约是公元512~518年，书中介绍了从石油中提炼润滑油的情况。英国科学家约瑟在有关论文中指出：“在公元十世纪，中国就已经有石油而且大量使用。由此可见，在这以前中国人就对石油进行蒸馏加工了”。说明早在公元六世纪我国就萌发了石油炼制工艺。 石油是一种液态的，以碳氢化合物为主要成分的矿产品。原油是从地下采出的石油，或称天然石油。人造石油是从煤或油页岩中提炼出的液态碳氢化合物。组成原油的主要元素是碳、氢、硫、氮、氧。

原油集输系统的最后一个环节。管道输送是用油泵将原油从外输站直接向外输送，具有输油成本低、密闭连续运行等优点，是最主要的原油外输方法。也有采用装铁路油罐车的运输方法，还有采用装油船(驳)的水道运输方法。用铁路油罐车或油船(驳)向外运油时，需配备相应的装油栈桥和装油码头。边远或零散的小油田也有采用油罐汽车的公路运输方法，相应地设有汽车装油站（点）。

石油工程专业有哪些课程 石油工程的主干学科是石油与天然气工程，主要课程有：技术经济学、油气田开发地质、工程专力学、计算机属程序设计、流体力学、渗流力学、钻井工程、采油工程、油藏工程、油田化学、钻采新技术等。主要实践性教学环节包括普通地质实习、金工实习、生产实习、毕业实习、毕业设计等（一般安排30周）。 相近专业有采矿工程 /石油工/ 矿物加工工程/ 勘察技术与工程/ 资源勘察工程 /地质工程/ 矿物资源工程 /油气储运工程/ 煤及煤层气工程 /资源勘查工程等。 油气储运学什么科目 比较大众的公选课就不说了。（英语，思修什么的略去……） 大一专有化学，高数，VB，物属理，工程制图。 大二有工程力学，工程测量，线代，物理继续上，电工与电子技术，国际石油经营与法规，金属工艺学。 大三有流体力学，储运油料学，HSE风险管理，泵与压缩机，工程热力学与传热学，油气营销，管罐腐蚀与防护，加油加气站设计与管理，天然气液化技术，油气储存技术课程设计（太多专业课略去）……（我们学校从大二下还有俄语，不知道其他学校怎样……） 大四成品油储运技术，多相管流理论与计算，计算机在油气储运工程中的应用，轻烃回收，石油测量仪表与自动化，燃气输配……（无数专业课再次略去） ……查教务系统，终于答完了…… 油气储运工程专业要学什么,好学不 工程流体力学、油气储运工程学主要课程：工程力学、工程流体力学、工程热力学、传热学、物理化学、泵与压缩机、电工与电子技术、油气管道设计与管理、油气集输、油库设计与管理、油气储运工程最优化、技术经济学。 挺好学的，我就是学油气储运的。你只要把上学的1/3时间用在学习上，基本上就是比较拔尖的学生了，奖学金大大的有。 中国石油大学油气储运工程专业所有课程名称及所用教材请详列！谢谢！ 我是中国石油大学（北京）09级毕业生 学过的主要教材 流体力学 工程力学 热力学基础 油库设计与管理 输油管道管道设计与管理 天然气管道设计与管理 油库施工技术 城市燃气输配 管道储运强度、 你是不是要考研究生？ 详情你要打电话咨询学校的相关负责人，因为教材和范围都在变化，联系他帮你确定哪些是要复习的，可以缩小范围，另外，你也要了解你要报考的导师的情况，最好提前和他见下面，确定一下你以后的方向。 如果你是工作的，那么你就学习 油库设计与管理 输油管道管道设计与管理 天然气管道设计与管理 油库施工技术 城市燃气输配 管道储运强度、 这基本就行了，这是最有实用价值的 纯手打的，+++++分阿 油气储运工程要学哪些课程 这可多了 大学的基础课很多很多 就和你说主要的专业课吧 就两门 一个是油库回设计与管理 还有就是油气集输答 油气集输分为油气矿场集输和油气管道输送 其余的 还涉及到一些防腐啊 LNG啊 都是一些专业性特别强的 集输和油库学好就差不多了 油气储运工程专业的主干课程 工程力学、工程流体力学、工程热力学、传热学、物理化学、泵与压缩机、电工与电子技术、油气管道设计与管理、油气集输、油库设计与管理、油气储运工程最优化、技术经济学等 油气储运技术专业要学习哪些课程 从大一开始说吧，主要的就以下这几个： 高等数学，工程流体力学，泵与压缩内机，传热学容，工程热力学，油气集输，输油管道设计与管理，油库设计与管理等。 其中最为重点的是工程流体力学、油气集输、输油管道设计与管理。 如果考验的话，就会考高等数学和工程流体力学。 这些专业课，其实都挺重要的。如果在本科阶段，就都会学习，如果是研究生期间的话，就看你导师哪个方向的，大概就侧重其中的某几本书籍。 希望能帮到你~ 青岛科技大学油气储运工程专业的主要课程 物理化学、工程流体力学、工程热力学、传热学材料力学、电工电子学、油气集输、 管道工艺、油库设计与管理、计算机应用技术等。 油气储运工程的课程设置 主干学科：工程流体力学；油气储运工程学主要课程：工程力学、工程流体力学、工程热力学、传热学、物理化学、泵与压缩机、电工与电子技术、油气管道设计与管理、油气集输、油库设计与管理、油气储运工程最优化、技术经济学等。 主要实践性教学环节：包括工程制图、测量实习、金工实习、施工实习等一般安排18周。 主要专业实验：油气质量检测、物理化学等。

1，是油田建设中的主要生产设施2，在油田生产中起着主导作用

在集中处理站、原油脱水站或压气站对原油和油田气进行处理。生产符合外输标准的油气产品的工艺过程。包括原油脱水、原油稳定、液烃回收以及油田气脱硫、脱水等工艺。

a、油气计量 b、集油、集气 c、油气水分离 d、原油脱水e、原油稳定 f、原油储存 g、天然气脱水 h、天燃气轻烃回收 i、液烃储存 j、输油输气

为了保证油田均衡、安全生产，外输站或矿场油库必须有满足一定贮存周期的油罐。贮油罐的数量和总容量应根据油田产量工艺要求输送特点（铁道、水道、管道运输等不同方式）确定。油罐一般为钢质立式圆筒形，有固定顶和浮顶两种型式，单座油罐容量一般为5000～20000m。减少热损失，易凝原油罐内设加热盘管，以保持罐内的原油温度，油罐上应设有消防和安全设施。

脱除原油中的游离水和乳化水，达到外输原油含水量不大于 0.5%的标准。脱水方法根据原油物理性质、含水率、乳化程度、化学破乳剂性能等，通过试验确定。一般采用热化学沉降法脱除游离水和电化学法脱除乳化水的工艺。油中含有的盐分和携带的砂子，一般随水脱出。化学沉降脱水应尽量与管道内的原油破乳相配合。脱水器为密闭的立式或卧式容器，一般内装多层电极，自动控制油、水界面和输入电压，使操作平稳，脱出的污水进入污水处理场处理后回注油层。中国在化学破乳剂合成、筛选和脱水设备研制方面取得成就。

按介质流向，有选井站、计量站、接转站（也叫集输站）、集中处理站（联合站）、天然气处理站等

挺好的，企业用工分为合同化、市场化。待遇基本一致。主意生产安全，好单位，和大家好好相处就行了。辽河油田油气集输公司隶属于中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司，主要负责辽河油田公司的原油、天然气储运及轻烃生产任务，是辽河油田公司唯一的石油天然气储运加工企业，是连通辽河油田公司与下游炼化企业的枢纽，是辽河油田公司易燃易爆的甲级要害单位。 公司主体位于辽河下游、渤海湾畔的辽宁省盘锦市，机关位于辽宁省盘锦市兴隆台区泰山路168号，工作区域分布在辽宁省的盘锦、锦州、葫芦岛、鞍山、辽阳、沈阳、抚顺等7个市、17个县（区），现有员工1200余人，设有输油、输气、轻烃和辅助生产等16个下属单位，拥有盘锦至葫芦岛、沈阳至盘锦、沈阳至抚顺等输油管道9条，总长618公里，年原油输送能力1300万吨；输气管道12条，总长264公里，年天然气输送能力10亿立方米；进口轻烃回收装置一套，年轻烃生产能力12万吨；3000立方米以上储油罐24个，原油储存能力33万吨。其中，原油主要输往锦州石化、锦西石化、抚顺石化和辽河石化等大型炼化企业；天然气及轻烃产品主要供给辽宁华锦化工集团等企业进行深加工以及油田内部和辽宁省部分地区的生产、生活使用。

王荧光基金项目:国家科技重大专项项目39(2092×05039)资助。国家高技术发展项目“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”资助。作者简介:王荧光,男,工程师,2005年毕业于辽宁石油化工大学,化学工程与工艺专业,硕士学位,现主要从事石油天然气工程设计及研究工作。地址:(124010)辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街93号。电话:(0427)7806753,15842701850;E-mail:wangyingguang7@126.com.(中油辽河工程有限公司 辽宁盘锦 124010)摘要:由于煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂,相对高差较大的特点,不同程度地加大了工程设计与建设的难度,开采与输送成本相当较高。如继续沿用传统技术和石油天然气工程相关标准,将无法大幅度降低工程投资、减少操作成本、节省土地,无法实现煤层气田的效益开发。根据煤层气田集输工艺特点,坚持地面与地下充分结合的原则,研究出了一套先进合理、经济适用并符合中国煤层气特点的煤层气田地面集输技术-“枝上枝‘阀组布站"”工艺技术。并从集输半径、压缩机的选型、管材的选择、节能和水力学等方面进行了研究。结果表明新技术的应用极大地改善了流体流动环境,简化了流程。关键词:煤层气 地面集输 低压 低产 低渗 节能Ground Gathering and Transportation Technology of Coal bed Methane (CBM)WANG Yingguang(PetroChina Liaohe Petroleum Engineering Co., Ltd., Panjin 124010, Liaoning, China)Abstract: Exploitation and construction of CBM field has just started up stage in china.Neither specification nor successful experience can be learnt for design of CBM field yet.It is inevitable that copying indiscriminately the Petrleum Industial Standards leads to increase project investment,which Lowers the whole economic benefit of the CBM field.Technologies of independent Innovation are formed in Panhe CBM field in the South Qinshui basin in accordance with the characteristics of low yield, low pressure, low permeability, relative complicated topography and large height difference, etc.The main contribution includes the following aspects: diamond well spacing, run- ning in tandem between two wells,simple measurement at valve block,gas collection under low pressure,cent ral- ized turbocharged, which is called “multi-branch manifold” disposal station to own its special ground const ruc- tion style.The new technology is character by low investment,quick results,convenient for managing and maintai- ning, fewer operators &equipments and less energy consumed, active organization, environmental protection and less land occupation, etc.Keywords: coal bed methane, ground gathering and transportation, low pressure, low production, low per- meability, energy saving引言我国油气资源短缺,2010年中国天然气供需缺口达到(210~250)×108m3,而成分、热值与常规天然气相似,且资源丰富的煤层气自然是目前最现实的天然气接替资源。目前,煤层气地面已实现大规模商业化开采的国家仅为美国和加拿大,其中美国是煤层气商业化开发最为成功、煤层气产量最高的国家。我国由于煤层气田“低产、低压、低渗”和地区地形复杂,相对高差较大的地势特点,如继续沿用传统的集输技术,将无法实现煤层气田的效益开发,减慢了我国煤层气产业进入实质性商业化生产的进程。所有这一切,都说明,要达到煤层气田高效低成本的规模性开发,实现我国煤层气工业自主创新的要求,就必须研究出一套先进的全新工艺技术来指导目前及今后的煤层气田的地面工程建设。因此根据国内煤层气资源和开发情况,以实现大幅度降低煤层气田地面建设工程投资、减少操作成本、节省土地和煤层气田的效益开发为目标。通过对煤层气田集输工艺特点的详尽分析,坚持地面与地下充分结合的原则,紧紧围绕煤层气集输工艺技术开展大量的创新、研究、比选等工程技术攻关工作,研究出了一套先进合理、经济适用并符合我国煤层气特点的煤层气田地面集输技术——“枝上枝′阀组布站′”工艺技术。新技术突破了从我国解放到现在的60多年间标准规范中一直规定的采气管道长度不宜大于5km的限制,极大地降低了投资、能耗和操作复杂程度,多项指标均处于国际先进水平。1 煤层气地面集输工艺新技术图1 “枝上枝′阀组布站′”工艺技术原理图1.1 “枝上枝′阀组布站′”工艺技术的原理[1]“枝上枝′阀组布站′”工艺技术(图1)是对传统的布站技术的挑战,它将集气计量站改为阀组,而阀组在天然气集气干管与大量采气支线之间形成了结点,通过这个节点将若干条采气管道中的天然气集中到集气干管中。集气站的外输管道就像是树干,阀组到集气站的集气支线就像是树枝,每一个阀组又像树枝上的结点,而所有与结点连接的采气管道就像是小的树枝。新技术与传统技术之间的本质区别在于:传统技术是用一个站(有值班间、仪表、电气、设备、门卫、维修、围墙及大门等有人值守的站),把10~20口采气管道汇集在一起;新技术是用一个阀组(通常位于采气井口周边,相当于一个普通管件)把大量的采气管道汇集在一起,理论上讲,新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地简化了流程和投资。1.2 “枝上枝′阀组布站′”工艺技术的理论验证1.2.1 按允许压降计算出的采气半径采用国内公认的《油气集输设计规范》中规定使用的威莫斯(Weymouth)公式,根据实际压降计算得:“枝上枝”阀组布站中采气井口至阀组部分长度8.3km,阀组至集气站23.5km,采气管道总长31.8km;传统布站中采气管道总长11.3km(图2)。图2 不同布站方式采气半径计算示意图1.2.2 “枝上枝”阀组布站采气半径较传统布站方式增加的原因分析(1)阀组布站与传统分散增压布站非共有管段的采气管道长度之比Y/Z的理论推导。管道共有段根据《油气集输设计规范》的威莫斯(Weymouth)公式:中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集将其两侧平方并变形得到如下公式:中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集在本计算中两种布站方法管道共有段的5033.112(P12-P22)/△ZT可看成常数,因此根据实际计算数据得“枝上枝”阀组布站(d8/3)1/传统布站(d8/3)2为中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集“枝上枝”阀组布站(1/qv)1/传统布站(1/qv)2得(1/qv)1/(1/qv)2=(2/24)=1/12最后得[(d8/3/qv)1/(d8/3/qv)2]2=(35.63/12)2=8.8,即Y/Z=8.8。(2)“枝上枝”阀组布站阀组至集气增压站采气管道长度与共有段采气管道长度之比Y/X的理论推导。管道共有段根据《油气集输设计规范》的威莫斯(Weymouth)公式:中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集将其两侧平方并变形得到如下公式:中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集在本计算中取决于(d8/3/qv)2与中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集将实际数据带入得Y=(263.58/3/24)2[5033.112(0.92-0.72)/275△Z]X=(698/3=2)2[5033.112(1.32-0.92)/283△Z]得Y/X=3.3解方程组:图3 “枝上枝”阀组布站与传统分散增压布站采气半径计算示意图Y/X=3.3,Y/Z=8.8得(X+Y)/(X+Z)=3.13即“枝上枝”阀组布站采气管道长度是传统分散增压采气管道长度的3.13倍。(3)“枝上枝”阀组布站与传统的集中增压布站之间的比较。图4 “枝上枝”阀组布站与传统集中增压布站采气半径计算示意图管道共有段根据《油气集输设计规范》的威莫斯(Weymouth)公式:中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集将其两侧平方并变形得到如下公式:中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集在本计算中取决于(d8/3/qv)2与中国煤层气技术进展:2011年煤层气学术研讨会论文集将实际数据带入得Y=(263.58/3/24)2[5033.112(0.92-0.72)/275△Z]X=(698/3/2)2[5033.112(1.32-0.92)/283△Z]得Y/X=3.3。则得(Y+X)/X=4.3,即“枝上枝”阀组布站采气管道长度是传统集中增压采气管道长度的4.3倍。1.3 “枝上枝”阀组布站工艺技术的创新点(1)新技术极大地简化了流程。与传统的三级布站或二级布站相比,一步简化成一级布站;(2)由节点技术取代了集气计量站,使得工艺得到实质性的简化,取消了所有建筑、容器设备、值班人员,阀组占地小于井口占地,投资得到大幅度降低,新技术与传统技术相比投资降低了55%;(3)采气半径由规范规定的小于5km,延长到3倍以上,不仅进一步简化了采集气系统,投资得到进一步降低,而且产能规模成倍扩大;(4)新技术使气田能耗仅为5431.56MJ/104m3,远低于国内6949MJ/104m3能耗先进指标;(5)新技术使气田占地面积由67.8亩减少到42.3亩,减幅达37.6%;(6)操作人员由63人减少到21人,减幅达66.7%。1.4 井口集输工艺煤层气井采用排水降压采气工艺(图5),通过抽油机把地下煤层里的水从油管里抽出,直接排放到井场附近的晾水坑,进行晾晒,自然蒸发;煤层气随地下水的采出地层压力降低而不断的析出,当套管压力被节流到0.2mPa(G)时,通过采气管道,进入煤层气采集系统。1.5 集气阀组工艺由于目前煤层气中含水量很少,故阀组不设分离器,既节约了占地又节省了投资。井口来的煤层气到达集气阀组后压力为0.15MPa(G),进入集气阀组的生产汇管,经总计量后进入集气管道;在集气阀组设置单井轮换计量,可以根据需要轮换计量每口井的产气量。每口井的采气管道在集气阀组都有放空流程,当采气管道检修时,打开放空阀,进入放空汇管,经放空管排入大气;阀组的总流量以及温度、压力参数通过RTU利用无线传输系统传输至增压站。生产阀组汇管上设有安全阀,当采、集气管道压力达到0.4MPa(G)安全阀起跳,将超压部分气体排放至放空管(图6)。图5 井口采气原理示意图图6 阀组工艺原理示意图1.6 集中增压站工艺在进站汇管上设有紧急关断和紧急放空阀,当出现事故时立即关闭紧急关断阀,同时打开紧急放空阀,进入火炬系统。在进、出站煤层气管道上设有温度、压力等参数以及压缩机的运行等参数进入仪表间的过程控制系统,进行检测、显示。在集气站的外输管道上设有流量计量装置,煤层气的外输气量进入仪表间的过程控制系统,进行检测、显示。在压缩机的进、出口分离器设有液位计及液体自动排污装置,进入仪表间的过程控制系统,进行检测、显示(图7)。图7 集气增压站工艺流程示意图2 煤层气田地面集输其他配套技术2.1 互换式烟气节能转换技术研究[2]对燃气发电机的废热利用是通过烟气采集、废热锅炉换热,再配以驱动泵,让水在换热系统中循环来吸收烟气热能这一途径来达到废热利用的目的。完成换热后的热水或者水蒸汽用来采暖或者做功,其实质就是提高燃气的利用率,以达到节约燃气的目的。互换式烟气节能转换系统主要由两部分组成。第一,采热装置:热交换器。第二,动力设备:循环水驱动泵(如果集气站比较大,可增设能量转换装置,如蒸汽发电机及乏汽回收装置-冷凝塔)。将上述设备利用管路连接,循环水在其间循环流动,构成废热利用系统。完成热交换后的烟气还可以送入吸收式空调(溴化锂空调),完成供暖或制冷。发动机烟气和循环水同时通过热交换器,进行热交换,达到温度要求后的循环水在动力泵的作用下进入循环,提供采暖和生活用水,在水源缺乏的地区,废水回收处理后可进入系统进行循环利用。换热器内设有换热管,水在换热管内循环,发动机排放的烟气通过换热管间隙,在对流过程中完成换热,对烟气的热能进行利用。2.2 煤层气增压设备的优选[2]压缩机的种类有很多、分类的方法各异,按工作原理的不同可分为两大类:容积式压缩机和速度式压缩机。在容积式压缩机中,气体压力的提高是由于压缩过程中气体的体积密度增加所造成的;而速度型压缩机是先使气体在动力作用下达到很高的速度(动能),然后在扩散器中急剧降速,使气体的动能转化为压力能(势能),提高被压缩气体的动力。在煤层气矿场集输中,一般经常采用的是容积型的往复式压缩机或速度型的离心式压缩机。2.2.1 压缩机的比较从表1可以看出,往复式压缩机与离心式压缩机相比,其特点为:(1)压力适用范围广:从低压到超高压都可适用,目前工业上使用到350MPa,实验室中使用的压力更高。(2)效率高:由于活塞两侧高、低压流体间的密封性好,往复式压缩机的效率比离心式压缩机高得多。(3)适应性强:往复式压缩机的排气量可在大范围内变动,气体的密度变化对压缩机工作的影响不如速度型的显著,对负荷变动和气质变化的适应能力都强。目前煤层气矿场增压的处理量小,压比波动幅度大,因此多采用往复式压缩机。为了适应矿场的实际工作环境的条件,以天然气为燃料,由燃气发动机提供的一体化活塞式压缩机组在矿场增压中得到了广泛应用。表1 压缩机优缺点对比表2.2.2 压缩机原动机的比较在煤层气田上使用的往复式压缩机,以燃气发动机和电动机为驱动力为宜。最终采取何种驱动方式应作技术经济对比后才能确定。方案对比应包括设备自身投资、供电线路投资、管理方便等方面。如果外供电条件好,应优先选用电机驱动,电机驱动具有操作简单、管理方便的优点。燃气驱动更适用于无外供电条件或外供电条件差的情况(表2)。表2 压缩机机驱动方式综合对比表2.3 管道材质的选用[3]由于煤层气井产出的煤层气节流后的压力为0.2MPa(最大0.4MPa)、温度≤20℃,因此,合理的选用采气管道的材料对降低工程造价,提高施工速度起着关键的作用,根据目前生产实际情况,采用PE管道和钢制管道在技术上均是可行的。我们在经济上对两种管道材料进行了对比,由PE管、钢管管道投资对比表及管径与管道总投资关联曲线看出,当采、集气管道的公称直径DN≤250,采用PE管道材料等级为PE100更为经济,当公称直径DN>300采用钢制管道更为经济。2.4 水力学计算的优化选择(1)根据大量研究数据发现,由于油气集输设计规范(GB50350-2005)中所用Weymouth公式的管内壁粗糙度较大(0.0508mm),且忽略了管线起伏变化过程中压降的加速成分,因此,计算结果较保守。同时,由于管道使用一段时间后,其粗糙度较新管道越来越大,计算结果也会较符合实际情况。(2)对于计算软件,PIPELINE STUDIO是专业计算调峰和水击计算的,其优势是动态分析,尽管内部具有压降计算方法,但方法有限,且有使用限制。而PIPEPHASE是专业进算管道压降,段塞流和水合物的软件,内置公式较多,通用性较强,且具有经过大量工程验证的校正系数,故本研究最终确定选用PIPEPHASE作为煤层气田水力学计算软件。(3)对于水力学计算方法,根据上述对比表明Mukherjee-Brill,Dukler-Eaton,Beggs,Brill & Moody,Beggs & Bril计算结果一样,均可作为煤层气田的水力学计算方法。但使用过程建议首选Beggs,Brill & Moody公式,因为其具有经大量工程验证和被行业普遍采用的管道起伏校正因子,可使结果更接近实际情况,其次在不知道选择何种计算方法时可以选择Mukherjee-Brill,因为该方法适合使用到山区地形变化起伏的管道上,该水力学计算方法是唯一适合所有流体构造的计算流体状态的模型。3 煤层地面集输工艺技术的应用效果3.1 应用情况“枝上枝′阀组布站′”工艺技术已应用推广到我国两大煤层气产业基地建设中,如:沁南煤层气开发高技术产业化示范工程、山西沁水盆地南部煤层气直井开发示范工程、山西柿庄南项目2011年集输系统、柿庄南区块总体开发规划、鄂东气田韩城区块5亿产能建设工程、韩城市煤层气集输工程(二期)。推广速度较快,推广范围较大。其中“十一五”期间国家重大科技专项示范工程项目——沁南煤层气开发高技术产业化示范工程于2009年9月28日全部建成,一次投产成功,年创收入1.6亿元,经济效益显著。通过实际生产运行,各项参数均表明:该工程所采用的“多点接入,柔性集输”地面集输工艺技术已达到国际水平,为国内今后煤层气田的大规模开发提供了良好的经验,同时也对大型天然气气田的开发建设有着十分重要的指导意义。3.2 经济效益沁南煤层气开发高技术产业化示范工程及韩城市煤层气集输工程(二期)分别于2009年和2010年建成投产。沁南煤层气开发高技术产业化示范工程年创收入1.6亿元,应用新技术后,节省工程投资1.97亿元,使建设工期提前了6个月,提前投产带来的销售收入达0.8亿元。韩城市煤层气集输工程(二期)应用新技术后节省工程投资0.08亿元,使建设工期提前了3个月,提前投产带来的销售收入达0.063亿元。4 结论煤层气“枝上枝′阀组布站′”工艺技术地面技术工艺技术就在经济和社会效益中取得如此成效,其技术优势特别明显[4],为煤层气田实现规模化开发提供了技术保障,在具有明显的经济效益的同时,具有显著的社会效益。此外,煤层气田及页岩气田在我国属于刚刚起步阶段。煤层气田资源总量约为31.46×1012m3,与陆上常规天然气资源量相当;页岩气田在我国分布广泛,总资源量可达100×1012m3,相当于天然气储量的3倍。“枝上枝′阀组布站′”工艺技术完全可以在上述各类气田开发建设中发挥作用,应用前景十分广阔。参考文献[1]裴红,刘文伟.2010.“枝上枝”集输工艺在大型低渗、低产天然气田及煤层气田建设中的应用,石油规划设计,21(2),12~15[2]王荧光,裴红,刘文伟等.2010.煤层气田地面集输技术研究.辽宁:中油辽河工程有限公司(研究报告)[3]裴红,刘文伟.2008.煤层气集输工程设计思想及在潘河项目中的实践.北京:2008年煤层气学术研讨会论文集[4]王荧光.2009.苏里格气田苏10井区地面建设优化方案,天然气工业,29(4),89~92

是为了掌握油井生产动态，一般在计量站上进行。每座计量站管辖油井 5～10口或更多一些，对每口油井生产的油、气、水日产量要定期、定时、轮换进行计量。气、液在计量分离器中分离并进行分别计量后，再混合进入集油管线计量分离器分两相和三相两类。两相分离器把油井产物分为气体和液体；三相分离器把高含水的油井产物分为气体、游离水和乳化油；然后用流量仪表分别计量出体积流量。含水油的体积流量须换算为原油质量流量。油井油、气、水计量允许误差为±10%。

是油田产品进行内外交接时经济核算的依据。计量要求有连续性，仪表精度高。外输原油采用高精度的流量仪表连续计量出体积流量，乘以密度，减去含水量,求出质量流量,综合计量误差±0.35%。原油流量仪表用相应精度等级的标准体积管进行定期标定。另外也有用油罐检尺(量油)方法计算外输原油体积，再换算成原油质量流量。外输油田气的计量，一般由节流装置和差压计构成的差压流量计，并附有压力和温度补偿，求出体积流量，综合计量误差 ±3%。孔板节流装置用“干检验法”（由几何尺寸直接确定仪表精度）标定，也可用相应精度等级的音速喷嘴（临界流喷嘴）进行定期标定。

污水处理属于油气集输工作内容的工艺环节 油气集输工作的主要内容包括：(1) 油气计量。油气计量包括单井产物油、气、水的计量以及油气在处理过程中、外输至用户前的计量。因单井产量值是监测油藏开发的依据，所以需要对各油井进行单独计量。各井的油气经分离和分别计量后又汇集在一起用一条管路混输至处 理站，或用两条管路(单井产量大时）分别输往处理站。 以往在各油气田上均为单井 分别计量油气而专设油气分离装置，20世纪90年代以来，随着多相计量技术的发展，国内外已有一些油气田采用多相流量计无需分离而计量出各井产出的油、气、7JC 产量，省掉了计量分离装置，大大简化了集输流程，节约了地面建设投资。 (2) 集油、集气。即将分井计量后的油、气、水混合物汇集送到处理站（联合站）; 或将含水原油、天然气分别汇集送至原油处理及天然气集气站场。(3) 油、气、水分离。即将油、气、水混合物分离成液体和气体，将液体分离成含 水原油及含油污水，必要时分离出固体杂质。 (4) 原油脱水。即将含水原油破乳、沉降、分离，使原油含水率符合标准。(5) 原油稳定。即将原油中的等轻组分脱出，使原油饱和蒸汽压符合标 准。(6) 原油储存。即将合格原油储存在油罐中，维持原油生产与销售的平衡。(7) 天然气脱水。即脱出天然气中的水分，保证其输送和冷却时的安全。 (8) 天然气轻烃回收。根据需要，脱出天然气中部分C2，C3，C4，C5组分，保证在 管线输送时不析出液烃。 (9)液烃储存。将液化石油气（LPG)、天然气液(NGL)分别装在压力罐中，维持液烃生产与销售的平衡。(10)输油、输气。将原油、天然气、液化石油气和天然气经计量后外输，或在油 田配送给用户。

计量站或者接转站间有三条管线，回流，热水和回水。回流管线与油井出油管线用保温层包扎在一起，通过热交换加热油井井流，达到安全集油的目的。优点通过管道换热，间接地为出油管线提供热能，安全性较好。热水不掺入出油管线内，油井计量较准确。缺点投资大，钢材消耗多，热效率低。适用于掺热水（油）可能影响油品性质，原油脱水困难，油井计量要求比较准确，出油管线需加热的油田。满意请采纳谢谢

当油井产物不能靠自身压力继续输送时，需接转增压,继续输送。一般气、液分离后分别增压:液体用油泵增压；气体用油田气压缩机增压。为保证平稳、安全运行和达到必要的工艺要求，液体增压站上必须有分离缓冲罐。

长输管道属于集输管道。集输管道包括从单个油（气）井到油（气）处理厂（或处理装置)的出油(气)管道,以及从处理厂到油(气)库或长输管道首站的集油（气）管道，在我国油气集输管道均由油田管理。集输管道的特点是口径小，压力低，管材多采用钢管，近年来在国外各种规格的塑料管已有一定的应用。扩展资料：管径和流量是影响煤层气集输管道参数设计的关键影响因素，且管径的影响最大，应着重考虑管径的影响，以达到在设计过程中的优化目标。尽管增大管径对管道计算的影响很大，但是当管径增大到一定值时，继续增大管径不再明显影响管道压降，因此，在集输管道设计中，存在一个最优管径。参考资料来源：百度百科——集输管道

空气泡沫发生器，是不是原来所谓的泡沫箱？泡沫箱装在油罐壁的上层圈板上。使用时，泡沫液是在压力的作用下，冲破泡沫箱中的隔膜，沿着泡沫管喷射装置进到油面上，以隔绝空气，窒息火焰。隔膜的作用是防止油品蒸汽漏失，有纸膜、铅膜、玻璃膜等。泡沫箱装设数量，根据油罐容量大小确定。 查看原帖>>

专业方向为：油气储存、加工和产品应用，油气集输和管道运输，石油金融贸易。油气储存、加工和产品应用主要是石油和天然气产品的储存、深加工、高效转化和利用等；油气集输和管道运输主要是化工方法解决油气储运中的问题和管道输送技术；石油金融贸易主要是油气及产品的进出口商务、期货交易等。

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石油不是纯净物。石油是混合物，不是纯净物。石油，地质勘探的主要对象之一，是一种粘稠的、深褐色液体，被称为“工业的血液”。地壳上层部分地区有石油储存。主要成分是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。石油的成油机理有生物沉积变油和石化油两种学说，前者较广为接受，认为石油是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成，属于生物沉积变油，不可再生。后者认为石油是由地壳内本身的碳生成，与生物无关，可再生。

陆海石油一脉相承，该模块学生可通过双选在三大石油公司就业。我国渤海、东海、南海均具有极其丰富的油气资源，目前的开发多集中在水深百米以内的近海。随着技术的进步，中海油目前正加快向深海进军和向海外拓展的步伐，需要大量海洋石油工程方面的专业人才。除中海油外，中石油、中石化也加快了向海洋发展的步伐。中石油于2004年11月成立了海洋石油工程有限公司，作为中石油进入海洋油气领域的“先行官”，已将海洋作为其找油找气的新舞台。中石化上海海洋油气分公司（简称上海分公司）以东海西湖和平湖两个油气田开发项目为背景，为中石化从事中深海油气勘探和开发奠定了良好基础，也是中石化向海洋发展的重要平台。目前海洋石油工程专业人才的需求量较大，但对人才质量的要求也较高，尤其是对外语的要求。1988年，西南石油学院在全国率先建立了“海洋石油工程”专业，针对当时海洋石油工业对人才的需求情况，以培养海洋石油所需的复合型人才为目标，建立起了当时背景下的海洋石油工程专业人才培养模式。其毕业生主要分布在三大石油公司的海洋石油开发及对外合作开发中，受到了用人单位的好评，给海洋石油工程专业、西南石油大学赢得了良好声誉。1994年，由于国家对本科专业目录进行调整和学校隶属关系等原因，海洋石油工程专业停止招生，原海洋石油工程方面的部分教学内容整合为《海洋石油工程基础》、《海洋环境与钻采工程》、《海洋石油工程新技术》等课程一直沿袭下来。为适应新形势下海洋石油工业的需要，2005年，将海洋石油方面的课程进一步整合、完善，形成目前的石油工程专业海洋油气工程模块。2007年，该校海洋油气工程学科在全国率先获得石油与天然气工程一级学科下自主设置二级学科博士学位授予权。2010年，该校申报的海洋油气工程本科专业经教育部审批，成为高等学校战略性新兴产业本科专业，同时获准开设该专业的高校还有中国地质大学（北京）、中国石油大学（华东）、东北石油大学、长江大学和西安石油大学。2014年，重庆科技学院和浙江海洋大学海洋油气工程专业获批招生。2012年，中国石油大学（北京）正式将原石油工程学院船舶与海洋工程专业更名为“海洋油气工程专业”，同年开始面向全国招生。同年，中国石油大学（北京）海工12级学生自发成立“海洋油气工程协会”。(一)、授权学位点层次：工学博士、工学硕士(二)、主要研究方向1、海洋特殊工艺井钻井与完井工程2、海洋油气田开发、开采理论与技术3、海洋非常规天然气水合物开发开采工程4、海洋油气集输工程5、海洋油气工程安全与环保(三)、师资队伍本学科现有研究人员20名，其中，教授14名（博士生导师11名）、院士1名、新世纪百千万人才工程国家级人选3人、四川省学术和技术带头人5人，四川省学术和技术带头人后备人选2人。

1．具有良好的数理基础；2．掌握原油、成品油、天然气经营销售的基本知识；3．较系统地掌握矿场油气集输、长距离油气管道输送、油气储存与装卸、城市燃气输配等方面的专业知识；4．具有从事矿场油气集输系统、长距离油气管道、油气储存与装卸系统、城市燃气输配系统的规划、设计、施工管理与运行管理的初步能力；5．具有在油气储运工程领域进行科学研究与技术开发的初步能力；6．能较熟练地阅读本专业及相关领域的外语文献，并具有外语听、说、写的基本能力；7．具有较强的计算机应用能力，能熟练运用相关工程计算软件进行油气储运工程工艺计算；8．具有较强的自我知识更新能力和创新能力。9．具有较好的人文社会科学素养、较强的社会责任感、语言文字表达能力和团队合作精神，具有一定的组织管理能力和良好的职业道德；10．了解与油气储运工程相关的法律、法规，具有环境保护和可持续发展等方面的意识，具有一定的国际视野。

专业介绍油气储运技术主要研究油气储运、设备使用维护、产品质量检测等方面基本知识和技能，进行油气储运生产、建设、服务、管理等。例如：西气东输天然气管道规划建设，油气管道和储罐防腐设计、腐蚀检测，成品油和城市燃气的集输、储运，油气储运系统工程的规划、设计、建设、管理、技术开发和应用研究等。开设课程《工程力学》、《工程流体力学》、《结构力学》、《储运油料物性分析》、《油气储运设备的使用与维护》、《油气集输》、《油库设计与管理》、《油气储运工程》、《城市配气》、《油气长距离管道输送》。开设的院校山东外国语职业技术大学、兰州石化职业技术大学、河北石油职业技术大学、克拉玛依职业技术学院

一：挺不错的，石油在国民经济中占有重要地位，所以石油天然气储运管理部门等从事油气储运工程的规划、勘测设计、施工项目管理、生产运行管理和研究等领域都需要这方面的人才，可以说未来的就业形势很不错。油气储运工程专业学生毕业后可到省、市的发展计划部门、交通运输规划与设计部门、油气储运管理部门等从事油气储运工程的规划、勘查设计、施工项目管理和研究、开发等工作。二：主干学科：工程流体力学、油气储运工程学。三：实践教学：包括工程制图、测量实习、金工实习、施工实习等一般安排18周。四：专业实验：工程流体力学实验、油气质量检测、物理化学等 、仿真实验五：知识领域：电工电子学、工程图学、工程力学、流体力学、泵与压缩机、热力学、传热学、输油管道设计与管理、输气管道设计与管理、油气储存与装卸、油气集输、城市燃气输配等。

所谓储运，顾名思义，一个是储存，一个是运输，即采取什么方式、手段搞好油气储存和运输的过程。油气从地下取出来，不仅要储存好，而且要把它运到需要的地方去，靠的就是储运。它是油气在地面运移的“网站”和“网络”，气储运关系着油气的宏观调控，关系着油气供给的可持续性，关系着人民的生活，关系着国民经济的发展，关系着国家的能源安全战略。早在20世纪60年代，发达国家就建成了完善的储运系统。中国的油气储运虽然起步晚，但也走在了世界前列。拓展资料：油气储运技术主要研究油气储运、设备使用维护、产品质量检测等方面基本知识和技能，进行油气储运生产、建设、服务、管理等。例如：西气东输天然气管道规划建设，油气管道和储罐防腐设计、腐蚀检测，成品油和城市燃气的集输、储运，油气储运系统工程的规划、设计、建设、管理、技术开发和应用研究等。《工程力学》、《工程流体力学》、《结构力学》、《储运油料物性分析》、《油气储运设备的使用与维护》、《油气集输》、《油库设计与管理》、《油气储运工程》、《城市配气》、《油气长距离管道输送》。相对其他石油专业，油气储运专业就业方向比较广，你可以去油田、管道局、管道公司、设计院、研究院、燃气公司、地方政府设计院以及高校。国内开设油气储运专业的院校较少，相对有名气的就更少了。因此，如果你是石油院校油气储运专业毕业，理论上就业应该没有问题。 油气储运专业的前景还是不错的。这个前景是从国家大方向上考虑的。因为现在国家正在努力建设油气管网，而且各个省市也在大力发展天然气管网，你对比一下美国的油气管网分布图，就知道我们国家的油气管网建设真的不是差一点半点，所以说这些都是机遇。

石油又称原油，是从地下深处开采的棕黑色可燃粘稠液体。石油是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成的混合物，与煤一样属于化石燃料。石油的性质因产地而异，密度为0.8 ~ 1.0 克/厘米3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（30 ~ -60°C），沸点范围为常温到500°C以上，可容于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。 组成石油的化学元素主要是碳 （83% ~ 87%）、氢（11% ~ 14%），其余为硫（0.06% ~ 0.8%）、氮（0.02% ~ 1.7%）、氧（0.08% ~ 1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。由碳和氢化合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95% ~ 99%，含硫、 氧、氮的化合物对石油产品有害， 在石油加工中应尽量除去。不同产地的石油中，各种烃类的结构和所占比例相差很大， 但主要属于烷烃、环烷烃、芳香烃三类。 通常以烷烃为主的石油称为石蜡基石油；以环烷烃、芳香烃为主的称环烃基石油；介于二者之间的称中间基石油。我国主要原油的特点是含蜡较多，凝固点高，硫含量低， 镍、氮含量中等，钒含量极少。除个别油田外，原油中汽油馏分较少，渣油占1/3。组成不同类的石油，加工方法有差别，产品的性能也不同，应当物尽其用。大庆原油的主要特点是含蜡量高，凝点高，硫含量低，属低硫石蜡基原油。 最早提出“石油”一词的是公元977年中国北宋编著的《太平广记》。正式命名为“石油”是根据中国北宋杰出的科学家沈括（1031一1095）在所著《梦溪笔谈》中根据这种油《生于水际砂石，与泉水相杂，惘惘而出》而命名的。在“石油”一词出现之前，国外称石油为“魔鬼的汗珠”、“发光的水”等，中国称“石脂水”、“猛火油”、“石漆”等。 我们平时的日常生活中到处都可以见到石油或其附属品的身影，不知你注意了吗？比如汽油、柴油、煤油、润滑油、沥青、塑料、纤维等还有很多！这些都是从石油中提炼出来的；而我们日常所用的天然气（液化气）是从专门的气田中产出的！通过输气管道和气站再到各家各户。 目前就石油的成因有两种说法：①无机论 即石油是在基性岩浆中形成的；②有机论 既各种有机物如动物、植物、特别是低等的动植物像藻类、细菌、蚌壳、鱼类等死后埋藏在不断下沉缺氧的海湾、泻湖、三角洲、湖泊等地经过许多物理化学作用，最后逐渐形成为石油。 原油的颜色非常丰富红、金黄、墨绿、黑、褐红、甚至透明；原油的颜色是它本身所含胶质、沥青质的含量，含的越高颜色越深。原油的颜色越浅其油质越好！透明的原油可直接加在汽车油箱中代替汽油！原油的成分主要有：油质（这是其主要成分）、胶质（一种粘性的半固体物质）、沥青质（暗褐色或黑色脆性固体物质）、碳质（一种非碳氢化合物）。 石油由碳氢化合物为主混合而成的，具有特殊气味的、有色的可燃性油质液体！天然气是以气态的碳氢化合物为主的各种气体组成的，具有特殊气味的、无色的易燃性混合气体。 在整个的石油系统中分工也是比较细的：物探 专门负责利用各种物探设备并结合地质资料在可能含油气的区域内确定油气层的位置；钻井 利用钻井的机械设备在含油气的区域钻探出一口石油井并录取该地区的地质资料；井下作业 利用井下作业设备在地面向井内下入各种井下工具或生产管柱以录取该井的各项生产资料，或使该井正常产出原油或天然气并负责日后石油井的维护作业；采油 在石油井的正常生产过程中录取石油井的各项生产资料并对石油井的生产设备进行日常维护；集输 负责原油的对外输送工作；炼油 将输送到炼油厂的原油按要求炼制出不同的石油产品如汽油、柴油、煤油等！ 石油的性质因产地而异，密度为0.8 ~ 1.0 克/厘米3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（30 ~ -60°C），沸点范围为常温到500°C以上，可容于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。 组成石油的化学元素主要是碳 （83% ~ 87%）、氢（11% ~ 14%），其余为硫（0.06% ~ 0.8%）、氮（0.02% ~ 1.7%）、氧（0.08% ~ 1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。由碳和氢化合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95% ~ 99%，含硫、 氧、氮的化合物对石油产品有害， 在石油加工中应尽量除去。不同产地的石油中，各种烃类的结构和所占比例相差很大， 但主要属于烷烃、环烷烃、芳香烃三类。 通常以烷烃为主的石油称为石蜡基石油；以环烷烃、芳香烃为主的称环烃基石油；介于二者之间的称中间基石油。我国主要原油的特点是含蜡较多，凝固点高，硫含量低， 镍、氮含量中等，钒含量极少。除个别油田外，原油中汽油馏分较少，渣油占1/3。组成不同类的石油，加工方法有差别，产品的性能也不同，应当物尽其用。大庆原油的主要特点是含蜡量高，凝点高，硫含量低，属低硫石蜡基原油。 从寻找石油到利用石油，大致要经过四个主要环节，即寻找、开采、输送和加工，这四个环节一般又分别称为“石油勘探”、“油田开发”、“油气集输”和“石油炼制”。下面就这四个环节来追溯一下石油工业的发展历史。 “石油勘探”有许多方法，但地下是否有油，最终要靠钻井来证实。一个国家在钻井技术上的进步程度，往往反映了这个国家石油工业的发展状况，因此，有的国家竞相宣布本国钻了世界上第一口油井，以表示他们在石油工业发展上迈出了最早的一步。 “油田开发”指的是用钻井的办法证实了油气的分布范围，并且有井可以投入生产而形成一定生产规模。从这个意义上说，1821年四川富顺县自流井气田的开发是世界上最早的天然气田。 “油气集输”技术也随着油气的开发应运而生，公元1875年左右，自流井气田采用当地盛产的竹子为原料，去节打通，外用麻布缠绕涂以桐油，连接成我们现在称呼的“输气管道”，总长二、三百里，在当时的自流井地区，绵延交织的管线翻越丘陵，穿过沟涧，形成输气网络，使天然气的应用从井的附近延伸到远距离的盐灶，推动了气田的开发，使当时的天然气达到年产7000多万立方米。 至于“石油炼制”，起始的年代还要更早一些，北魏时所著的《水经注》，成书年代大约是公元512~518年，书中介绍了从石油中提炼润滑油的情况。英国科学家约瑟在有关论文中指出：“在公元十世纪，中国就已经有石油而且大量使用。由此可见，在这以前中国人就对石油进行蒸馏加工了”。说明早在公元六世纪我国就萌发了石油炼制工艺。 石油是一种液态的，以碳氢化合物为主要成分的矿产品。原油是从地下采出的石油，或称天然石油。人造石油是从煤或油页岩中提炼出的液态碳氢化合物。组成原油的主要元素是碳、氢、硫、氮、氧。

7个。辽河，中国东北地区南部河流。汉代以前称句骊河，汉代称大辽河，五代以后称辽河。辽河油田油气集输公司担负着为辽河油田7个采油厂、辽河石化及国华燃气等多家单位输供天然气和轻烃生产任务。

油气储运工程专业介绍 油气储运工程专业是研究油气和城市燃气储存、运输及管理的一门交叉性高新技术学科。 油气储运工程学习课程 工程力学、工程流体力学、工程热力学、传热学、物理化学、泵与压缩机、电工与电子技术、油气管道设计与管理、油气集输、油库设计与管理、油气储运工程最优化、技术经济学等。 油气储运工程培养目标 本专业培养具备工程流体力学、物理化学、油气储运工程等方面知识，能在国家与省、市的发展计划部门、交通运输规划与设计部门、油气储运管理部门等从事油气储运工程的规划、勘查设计、施工项目管理和研究、开发等工作的高级工程技术人才。 油气储运工程培养要求 本专业学生主要学习油气储运工艺、设备与设施方面的基本理论和基本知识，受到识图制图、上机操作、工程测量、工程概预算的基本训练，具有进行油气储运系统的规划、设计与运行管理的基本能力。 油气储运工程毕业生应获得以下几方面的知识和能力 1.掌握工程流体力学、工程热力学、传热学、物理化学和化工过程方面的基本理论和基本知识； 2.掌握油气质量检测、油气储运设备的防腐与安全保障技术； 3．具有油气储运系统的规划、设计与运行管理的初步能力； 4．熟悉油气储运行业的方针、政策和法规； 5．了解油气储运工程的理论前沿和发展动态； 6．掌握文献检索、资料查询的基本方法，具有初步的科学研究和实际工作能力。